ANÁLISIS SEMESTRAL DE LAS TRANSFERENCIAS EN EL MERCADO DE CORTO PLAZO ENERO-JUNIO 2012

DIRECCIÓN EJECUTIVA DIRECCIÓN DE OPERACIONES SUB DIRECCIÓN DE TRANSFERENCIAS COES/D/DO/STR-INF-080-2012 ANÁLISIS SEMESTRAL DE LAS TRANSFERENCIAS EN EL MERCADO DE CORTO PLAZO ENERO-JUNIO 2012 LIMA, 16 de julio de 2012 INFORME COES/D/DO/STR-xxx-2011 1/29

ANÁLISIS SEMESTRAL DE LAS TRANSFERENCIAS SUB DIRECCIÓN DE TRANSFERENCIAS EN EL MERCADO DE CORTO PLAZO Análisis Semestral de las Transferencias en el Mercado de Corto Plazo ENERO-JUNIO 2012 COES/D/DO/STR-INF-080-2012 1. OBJETIVO Analizar los hechos relevantes como resultado de las Valorizaciones de las Transferencias de Potencia y Energía en el Mercado de Corto Plazo. 1.- OBJETIVOS 2. ALCANCE El presente informe expone los resultados de las Transacciones en el Mercado de Corto Plazo como resultado del procesamiento de valorizar las Transferencias de Potencia y Energía entre los Agentes del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. 3. DESCRIPCIÓN Y DESARROLLO 3.1 ANÁLISIS RELATIVO A LA VALORIZACIÓN DE TRANSFERENCIAS DE POTENCIA 3.1.1 MONTOS TRANSADOS POR TRANSFERENCIAS DE POTENCIA En el Mercado eléctrico las empresas Generadoras suministran potencia a las empresas Distribuidoras y a los Clientes Libres mediante contratos, los retiros de Distribuidores no cubiertos por algún generador constituyen los denominados retiros sin contratos. Es posible clasificar a los contratos como Bilaterales o de Licitaciones en caso hayan sido derivados de procesos conducidos por OSINERGMIN. Durante el primer semestre del 2012, los montos recaudados por concepto de potencia fueron 481,7 millones de nuevos soles, de los cuales el 62,2% correspondió a contratos Bilaterales, el 36,7% a contratos de Licitaciones y el 1,1% a retiros sin contratos. Esta distribución tuvo una ligera variación con respecto al último semestre del 2011, mostrándose un incremento en las contrataciones del tipo bilateral y un decremento en las del tipo licitaciones, tal y como se muestra en el Gráfico N 01. Gráfico N 01 %de Montos Recaudados por Potencia 70,0% 60,0% 50,0% 40,0% 30,0% 20,0% 10,0% 0,0% 62,2% 59,0% 39,5% 36,7% 1,4% 1,1% Bilateral Licitaciones Retiros Sin Contratos Jul Dic 2011 Ene Jun 2012 2/29

Los montos recaudados por potencia son destinadas a los titulares de unidades generadoras bajo el concepto de Ingresos por Potencia, siendo la Potencia Firme de cada unidad el parámetro principal con el cual se define la remuneración de cada unidad. Para el primer semestre del 2012, la Potencia Firme remunerada promedio fue de 6 060 MW de los cuales el 49,8 % fue destinado a unidades hidráulicas, 42,8% a unidades que operan con gas, 2,3% a unidades que operan con carbón y 5,1% a unidades con otros tipo de combustibles tal como se muestra en el Gráfico N 02. Gráfico N 02 Gas 42,8% Carbón 2,3% Otras 5,1% Hidraulica 49,8% En el Gráfico N 03, presenta la distribución de los montos recaudados por retiros de potencia y el Gráfico N 04 presenta la distribución de los Ingresos por Potencia del primer semestre entre empresas generadoras, ambos gráficos muestran mucha similitud en la distribución, se resalta que las empresas generadoras EDEGEL, ENERSUR y ELECTROPERÚ son las que concentraron la mayor parte de los Ingresos por Potencia y de montos recaudados por retiros de potencia con un 56,9% y 54,6% respectivamente. 3/29

Gráfico N 03 PETRAMAS 0,0% AYEPSA 0,1% SANTA ROSA 0,0% SINERSA 0,0% MAJA ENERGIA 0,0% AIPSA 0,0% CELEPSA 3,3% GEPSA 0,0% TERMOSELVA 2,9% CHINANGO 2,9% SDF ENERGIA 0,5% SANTA CRUZ 0,0% KALLPA 10,9% EDEGEL 22,9% CORONA 0,3% EEPSA 2,5% ENERSUR 17,9% EGENOR 6,6% SN POWER PERU 4,1% EGESUR 0,9% ELECTROPERU 16,1% SHOUGESA 1,0% EGASA 3,8% EGEMSA 1,4% SAN GABAN 2,0% Gráfico N 04 TERMOSELVA 2,9% PETRAMAS 0,1% AYEPSA 0,2% SANTA ROSA 0,0% SINERSA 0,1% MAJA ENERGIA 0,0% AIPSA 0,2% CELEPSA 3,5% GEPSA 0,1% EDEGEL 23,7% EEPSA 1,9% EGENOR 9,5% SN POWER PERU 4,2% ELECTROPERU 15,0% SHOUGESA 0,8% CHINANGO 2,5% SDF ENERGIA 0,3% SANTA CRUZ 0,1% KALLPA 9,4% CORONA 0,3% ENERSUR 16,0% EGESUR 0,9% SAN GABAN 1,9% EGEMSA 1,5% EGASA 4,9% En el Gráfico N 05 se muestra los saldos de potencia resultantes de la diferencia entre la Potencia Firme menos los retiros de potencia derivado de contratos bilaterales y de licitaciones de cada empresa generadora. Se puede observar CELEPSA, ENERSUR y SAN GABAN presentaron los mayores cambios en los saldos entre dos meses consecutivos en el semestre. Asimismo se puede observar que EEPSA y SAN GABAN presentaron saldos negativos 4/29

Gráfico N 05 500 400 300 200 100 0 100 TERMOSELVA EDEGEL EEPSA Saldos de Potencia (MW) EGENOR SN POWER PERU ELECTROPERU SHOUGESA EGASA EGEMSA SAN GABAN EGESUR ENERSUR CORONA KALLPA SDF ENERGIA CHINANGO GEPSA CELEPSA AYEPSA Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 3.1.2 CRECIMIENTO DE LA DEMANDA DE POTENCIA E INGRESO O RETIRO EN OPERACIÓN COMERCIAL DE UNIDADES Para medir el balance del parque generador y la demanda del sistema, se ha obtenido la diferencia entre la Potencia Efectiva de todas las unidades del sistema menos la Máxima Demanda mensual, de dicho resultado se puede observar en el Gráfico N 06 que durante el último semestre del 2011 el balance fue disminuyendo, sin embargo en el primer semestre del 2012 el balance mostró una tendencia hacia el alza, sin embargo no alcanza aún los niveles con que empezó el último semestre del 2011. El balance más bajo se alcanzó en marzo de 2012. 5/29

2 000 1 600 1 200 800 400 1 706 1 651 1 624 1 608 Gráfico N 06 1 502 1 455 1 490 1 459 1 261 1 328 1 364 1 479 Jul 11 Ago 11 Sep 11 Oct 11 Nov 11 Dic 11 Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 Pot. Efectiva Máx. Demanda 3.1.3 DEMANDA DE POTENCIA SIN RESPALDO CONTRACTUAL En el Mercado eléctrico las empresas Generadoras suministran potencia a las empresas Distribuidoras y a los Clientes Libres mediante contratos. Algunas empresas distribuidoras no llegan a cubrir su demanda de potencia total con contratos dando lugar a la demanda de potencia sin respaldo contractual. Durante el primer semestre del 2012, la demanda de potencia sin respaldo contractual tuvo altas variaciones, tal como se muestra en el Gráfico N 07. En dicho gráfico se puede observar que las mayores demandas se dieron en los meses de marzo y junio, meses en los cuales SAN GABAN no asumió los retiros con algunas distribuidoras, principalmente con ELECTRONOROESTE la cual tuvo 68 y 50 MW respectivamente. Gráfico N 07 Demanda Sin Respaldo Contractual (MW) 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 118,4 95,2 48,0 18,0 10,2 13,1 Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 6/29

3.2 ANALISIS RELATIVO A LA VALORIZACION DE TRANSFERENCIAS DE ENERGIA 3.2.1 DIFERENCIA ENTRE LA PRODUCCION EN BORNES DE GENERACIÓN Y LA ENTREGA DE ENERGIA EN BARRAS DE TRANSFERENCIA Las empresas Generadoras entregan energía en las Barras de Transferencia del SEIN, que en la mayoría de los casos están ubicadas en lugares lejanos de los centros de generación, cuando se trata de centrales hidroeléctricas y relativamente más cercanas cuando se trata de centrales térmicas. La diferencia entre la energía producida por las centrales y la energía entregada en las barras de transferencia está constituida por el consumo de los servicios auxiliares de las centrales generadoras, las pérdidas en el sistema de transmisión que une la central eléctrica con la barra de transferencia y en algunos casos el suministro a usuarios ubicados entre el centro de generación y las barras de transferencia y que no intervienen en la valorización de las transferencias de energía. Durante el primer semestre del año 2012 las empresas generadoras han producido 18 363 GWh y han entregado en las barras de transferencia 17 871 GWh produciéndose la diferencia de 492 GWh que representa el 2,68 % con respecto a la producción de energía. El detalle mensual se muestra en el Gráfico Nº 08. Gráfico Nº 08 Energía Generada vs Energía Entregada GWh 3 200 3 100 3 000 3 070 2 949 2 909 3 187 3 031 3 017 2 904 3 140 3 018 3 040 2 925 2 900 2 800 2 790 2 700 2 600 2 500 Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 E.Generada E. Entregada 3.2.2 COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO EN BARRAS DE TRANSFERENCIA CON MAYOR CONSUMO Es importante identificar las barras de mayor consumo del sistema, para conocer el nivel de concentración del mercado, así mismo, resulta útil mostrar la evolución del costo marginal de corto plazo en dichas barras. El Gráfico Nº 09 muestra los costos marginales de corto plazo promedio de las once barras de transferencia con mayor carga registrada en el primer semestre 7/29

del año 2012. Gráfico Nº 09 CMg Promedio (S/./MWh) 140 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 CMg en Barras de Transferencias con más consumo en el SEIN PIURA220 VIZCARRA220 SOCABAYA220 TRUJILLO220 VENTANILLA220 MONTALVO CAJAMARQUILLA220 INDEPENDENCIA220 SANTA ROSA220 CHAVARRIA220 SAN JUAN220 Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 Las razones de variación de los costos marginales de corto plazo en el semestre de estudio es debido a: Enero: Mayor disponibilidad de generación hidráulica, mantenimientos programados importantes Kallpa TG2, Kallpa TG3 y Chilca TG3. Febrero: Mayor disponibilidad de generación hidráulica, Inicio de la purga en Mantaro (día 29), Mantenimiento de la unidad TV de la CT Ventanilla. Marzo: Parada de la central Mantaro y Restitución por purga de la presa Tablachaca, mantenimiento de la TG3 de la CT Ventanilla del 13 al 31. Abril: Mayor Disponibilidad de generación hidráulica, mantenimiento de la TG4 de Ventanilla (todo el mes). Mayo: Mayor Disponibilidad de generación hidráulica. Junio: Parada de la Central Malpaso, mantenimiento de la TG3 de Ventanilla (25 días), Mantenimiento de Pisco TG1 (todo el mes) restricción de generación de Kallpa y Chilca por trabajos en sus generadores TV. En el cuadro N 01 se puede notar que entre las once barras de mayor consumo del sistema existe gran diferencia en el volumen de energía consumida semestralmente que va de 435 a 2 865 GW.h. La carga total atendida por estas once barras (11% del total de barras de Transferencia donde existen consumos) representa el 67,6% de la demanda total comercializada en las transferencias del COES; el restante 32,4% de los consumos se efectúa en 91 barras de Transferencia. 8/29

Cuadro N 01 BARRAS DE TRANSFERENCIAS CON MAYOR CONSUMO DE ENERGÍA (GWh) BARRA Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 Total SAN JUAN220 485,51 466,04 504,23 471,22 480,37 458,24 2 865,61 CHAVARRIA220 397,13 384,43 414,80 392,40 402,45 390,85 2 382,06 SANTA ROSA220 269,32 270,55 296,84 270,79 271,50 267,14 1 646,14 INDEPENDENCIA220 179,49 161,40 169,35 172,48 161,46 165,17 1 009,35 CAJAMARQUILLA220 119,71 106,51 103,64 111,90 114,52 94,57 650,86 MONTALVO 115,85 90,18 90,22 101,03 118,36 112,55 628,19 VENTANILLA220 90,16 86,94 94,61 86,50 91,96 87,87 538,04 TRUJILLO220 82,34 77,15 83,39 80,30 85,59 86,45 495,23 SOCABAYA220 79,13 67,65 88,06 78,15 90,46 84,11 487,56 VIZCARRA220 58,58 67,44 81,14 70,79 79,55 79,35 436,85 PIURA220 67,72 67,52 81,62 67,43 72,82 78,31 435,43 3.2.3 USUARIOS ABASTECIDOS EN EL MERCADO ELÉCTRICO En el Mercado eléctrico las empresas Generadoras suministran energía a las empresas Distribuidoras y a los Usuarios Libres mediante contratos. Algunas empresas distribuidoras no llegan a cubrir su demanda de energía total con contratos produciéndose un exceso en su consumo sin respaldo contractual, dando lugar a los Retiros Sin Contrato. Durante el primer semestre del año 2012, el suministro de energía a las empresas Distribuidoras mediante contratos fue 10 964,7 GWh (64,1%), a los Usuarios Libres de 5 976,9 GWh (34,9%) y Retiros Sin Contrato 163,9 GWh (1%). En el Gráfico N 10, se muestra los consumos de las Distribuidoras y Clientes Libres. Gráfico N 10 Usuarios Abastesidos en el Mercado Eléctrico ENERGÍA CONSUMIDA (GWh) 2 000,0 1 800,0 1 600,0 1 400,0 1 200,0 1 000,0 800,0 600,0 400,0 200,0 0,0 Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 DISTRIBUIDORES CLIENTES LIBRES Las empresas distribuidoras que concentran el mayor consumo de energía derivado de contratos fueron LUZ DEL SUR, EDELNOR E HIDRANDINA que representan el 46,18% del total de la energía suministrada a los Usuarios Libres y Distribuidoras y el 65% de la energía consumida por las Distribuidoras. En el caso de Usuarios Libres los de mayor consumo fueron Southern Peru, Refineria de Cajamarquilla y Sociedad Minera Cerro Verde que representan el 11,94% del total de la energía suministrada a los Usuarios Libres y Distribuidoras y 34,9% del consumo total de Usuarios libres, como se puede apreciar en el Gráfico N 11. 9/29

Gráfico N 11 Empresas Distribuidoras y Clientes Libres con mayor consumo de Energía Eléctrica Ene ro- Junio - 2012 LUZ DEL SUR EDELNOR 4% 4% 4% 23% 19% 5% 21% 20% HIDRANDINA OTROS DISTRIBUIDORES CAJAMARQUILLA SPCC CERRO VERDE OTROS CL Como puede notarse las dos primeras empresas de distribución con mayor consumo son las que suministran energía a los usuarios regulados de la ciudad de Lima, la tercera distribuidora suministra a los usuarios regulados de las ciudades de Trujillo, Chimbote, Paramonga y Guadalupe. 3.2.4 ENERGIA TRANSADA EN EL COES En la Valorización de las Transferencias de Energía Activa, las empresas Generadoras tienen Entregas (energía proveniente de sus centrales generadoras) y Retiros (suministro de energía a sus usuarios) con los cuales se obtiene un valor neto de energía para cada empresa generadora (suma de sus Entregas menos la suma de sus Retiros). Este valor es la energía neta transada por la empresa generadora en el COES. En el primer semestre del año del 2012, la energía neta transada en el COES entre empresas Generadoras fue de 2 481,9 GWh que representa el 13,5% de la energía generada. Los generadores con mayores ventas al Mercado de Corto Plazo son ELECTROPERU, SN POWER y EGENOR; los generadores con mayores compras al Mercado de Corto Plazo fueron ENERSUR, EDEGEL y SHOUGESA, como puede apreciarse en el Gráfico Nº 12. 10/29

Gráfico Nº 12 Saldo de Transferencias (Millions S/.) 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 ENERSUR EDEGEL SHOUGESA EEPSA TERMOSELVA KALLPA GENERACION S.A. EGESUR Energía Transada y Saldo de Transferencias Enero Junio 2012 SDF ENERGIA EGEMSA HIDROCAÑETE S.A. ELEC. SANTA ROSA MAJA ENERGIA PETRAMAS S.A.C. AGUAS Y ENERGIA PERU CORONA GEPSA SINERSA SAN GABAN AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA SANTA CRUZ EGENOR SN POWER PERU ELECTROPERU CHINANGO CELEPSA EGASA Saldo de Transferencias Energía Neta Transada 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 Energía Neta Transada (x10 GWh) 3.2.5 PERDIDAS DE ENERGIA EN LOS ENLACES PERTENECIENTES AL SPT y SGT Las pérdidas de energía que se presentan en los enlaces del sistema principal y garantizado de transmisión y que son consideradas en la valorización de las transferencias de energía activa son asumidas mensualmente por las empresas Generadoras en función a sus Ingresos por Potencia del mes. Actualmente las empresas Transmisoras titulares de los enlaces que son consideradas en la valorización de las transferencias de energía activa son: REP, ISA, REDESUR, TRANSMANTARO, ETESELVA Y ABENGOA TRANSMISION NORTE. En el primer semestre del año 2012 se presentó 492 GWh de pérdidas en los enlaces anteriormente mencionados representando el 2,68% con respecto a la producción de energía. El detalle mensual de las pérdidas se presenta en el Gráfico Nº 13. 11/29

Gráfico Nº 13 Las mayores pérdidas en este semestre se generan en los enlaces de los titulares de transmisión REP y TRANSMANTARO debido a la mayor extensión de sus sistemas de transmisión. 3.3 ANÁLISIS RELATIVO A LAS COMPENSACIONES A GENERADORES Dentro de las funciones del COES está la determinación de las compensaciones a generadores, las cuales se pueden clasificar en compensaciones por inflexibilidades operativas, servicios complementarios y casos especiales. El pago de las compensaciones por servicios Complementarios e Inflexibilidades Operativas es asumido por los generadores según Procedimientos COES, mientras que el pago de las Compensaciones Especiales es asumido por la demanda. 3.3.1 COMPENSACIONES ASUMIDAS POR LOS GENERADORES Las compensaciones a las unidades térmicas que operan en el SEIN se realizan sobre la base del costo variable de dichas unidades. Para cada periodo de calificación, indicada en las horas de operación de unidades térmicas, se determina el costo variable a potencia promedio del periodo de calificación. En el Cuadro N 02 y el Gráfico N 14 se muestra el resumen de compensaciones del primer semestre del año 2012. 12/29

Cuadro N 02 COMPENSACIONES ASUMIDAS POR GENERADORES EN EL SEIN (En Millones de Nuevos Soles) Compensación Por Consumo de Por Regulación Por Mínima Por Pruebas Por Por Por Meses baja eficiencia de frecuencia carga Aleatorias Tensión(*) Seguridad (*) Tensión Sist. Sec (*) Ene-12 0,8 3,4 15,8 0,0-0,2 Feb-12 0,6 4,1 16,6 - - 0,1 Mar-12 0,9 6,7 20,4 0,0-0,0 Abr-12 0,4 4,8 11,7 0,7-0,1 May-12 0,4 4,3 9,6 0,2-0,1 Jun-12 0,2 4,0 0,6 0,7 0,0 - - Pagos: Integrantes Integrantes Integrantes Integrantes Integrantes Integrantes Integrantes Total 3,20 27,42 74,57 0,68 0,96 0,00 0,61 (*) incluye arranques y paradas. Como se aprecia en el Cuadro N 02, la compensación por operación a mínima carga resulta la más relevante y en el semestre asciende a 74,57 Millones de Nuevos Soles. La energía generada por las unidades térmicas en el semestre de análisis asociada a las compensaciones representa el 7,01 % de la energía total producida en el SEIN. En el Gráfico N 14 se aprecia la evolución de la Energía compensada y Producida en el SEIN. Producción (10x GWh) 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 Gráfico N 14 Energía Compensada y Energía Producida Energía compensada 50,0 Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 3.3.2 COMPENSACIONES DERIVADAS DE NORMATIVAS ESPECIALES Estas compensaciones se realizan por aplicación de Decretos de Urgencia y/o Decretos Legislativos. La normativa vigente establece la aplicación de costos marginales ideales en las transacciones del Mercado y establece compensaciones a las unidades que operen con costos variables superiores a dicho costo marginal ideal. Para el caso de ocurrencia de Retiros Sin Contrato de Distribuidoras éstos son asignados a los Generadores en las transferencias de energía a costo marginal y la diferencia entre Precio en Barra y el costo marginal es compensada a dichos generadores. Dicha diferencia es asumida por la demanda vía un cargo en el peaje por conexión del SPT. En el Cuadro N 03 se muestra la referencia normativa. 13/29

Cuadro N 03 NORMATIVA DE COMPENSACIONES ESPECIALES NOMENCLATURA NORMA RESOLUCIÓN CRC D.L N 1041 OSINERGIMIN N 0108-2009-OS/CD CVOA-CMG DU-049-2008 OSINERGIM IN N 001-2009-OS/CD. CVOA-RSC DU-049-2008 OSINERGIM IN N 001-2009-OS/CD. GENERACION ADICIONAL DU-037-2008 OSINERGIM IN N 002-2009-OS/CD. SEGURIDAD DE SUMINISTRO D.L N 1041 OSINERGIMIN N 651-2008-OS/CD. RER D.L N 1002 OSINERGIMIN N 001-2010-OS/CD. Cuadro N 04 COMPENSACIONES ASUMIDOS POR LA DEMANDA (En Millones de Nuevos Soles) Compensación Por Por Por Generación Seguridad de Meses CRC CVOA-CMG CVOA-RSC Adicional Sumistro Ene-12-18,46-1,03 Definida por OSINERGMIN Definida por OSINERGMIN Feb-12-17,07-0,28 Definida por OSINERGMIN Definida por OSINERGMIN Mar-12 0,00 22,11 0,44 Definida por OSINERGMIN Definida por OSINERGMIN Abr-12 0,00 11,93-0,15 Definida por OSINERGMIN Definida por OSINERGMIN May-12 0,00 8,40-0,23 Definida por OSINERGMIN Definida por OSINERGMIN Jun-12-13,73 0,37 Definida por OSINERGMIN Definida por OSINERGMIN Pagos por: Demanda Demanda Demanda Total 0,00 91,71-0,87 En el Cuadro N 04, apreciamos que las compensaciones por costos variables por operación adicional (CVOA-CMG) en el semestre asciende a 91,71 Millones de Nuevos Soles de los cuales el 29,0 % corresponde a operaciones de las unidades de ENERSUR, seguidas por EEPSA y EDEGEL con un 23,4% y 19,3% respectivamente, tal como se puede apreciar en el Gráfico N 15. Gráfico N 15 Participación por Empresas CVOA CMG % 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 EDEGEL EEPSA EGASA EGENOR EGESUR ELECTROPERU ENERSUR KALLPA GENERACION S.A. SAN GABAN SHOUGESA TERMOSELVA En el Gráfico N 16 se muestra la evolución de la energía y compensación por concepto de CVOA-CMG durante el semestre en estudio. 14/29

Gráfico N 16 Energía CVOA CMG (GWh) 250,0 200,0 150,0 100,0 Energía y Compensación CVOA CMG 25,0 20,0 15,0 10,0 Compensación (Millones S/.) 50,0 5,0 Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 Energía CVOA CMG (GWh) CVOA CMG Millones (S/.) La Recaudación a junio por compensación CVOA-CMG asciende a 910,41 millones Nuevos Soles. El Cuadro N 05 muestra los costos adicionales y la recaudación. Según la Normativa, el pago de las Compensaciones debe priorizar a los meses de mayor antigüedad, lo que significa que la recaudación de cada mes no necesariamente se destina a las Compensaciones del mismo mes. A junio 2012, el saldo para liquidar las Compensaciones asciende a 6,69 millones de Nuevos Soles. 15/29

Cuadro N 05 Resumen de las compensaciones ejecutadas por CVOA-CMG y CVOA-RSC Cuadro Resumen CVOA-CMG (Nuevos Soles) Costos Adicionales Recaudación Ago 08 12 033 399 Sep 08 9 247 927 Oct 08 7 843 634 1 950 713 Nov 08 8 007 206 2 296 457 Dic 08 5 699 827 2 441 280 Ene 09 6 528 399 2 411 126 Feb 09 6 787 609 2 348 292 Mar 09 6 790 532 2 497 892 Abr 09 10 682 623 2 506 394 May 09 14 245 141 13 374 546 Jun 09 10 311 004 13 058 627 Jul 09 13 162 361 12 719 618 Ago 09 32 593 076 17 738 911 Sep 09 40 566 736 17 973 660 Oct 09 40 165 838 46 078 039 Nov 09 41 705 214 33 499 316 Dic 09 13 535 979 32 471 178 Ene 10 16 251 527 33 009 104 Feb 10 18 851 301 41 306 993 (*) Mar 10 16 643 795 36 202 646 Abr 10 22 000 871 36 045 258 May 10 18 757 051 31 087 773 Jun 10 24 131 480 31 622 654 Jul 10 30 102 293 31 387 994 Ago 10 27 074 142 27 690 347 Sep 10 25 164 712 26 659 529 Oct 10 28 466 769 27 254 993 Nov 10 31 954 451 23 244 156 Dic 10 23 920 145 22 876 186 Ene 11 18 923 519 23 023 165 Feb 11 16 300 899 21 466 092 (*) Mar 11 16 407 975 15 751 255 Abr 11 20 342 130 16 359 853 (**) May 11 19 076 929 11 267 450 Jun 11 26 644 266 11 319 808 Jul 11 28 258 796 17 773 504 (*) Ago 11 37 919 315 15 287 989 Sep 11 21 810 401 15 917 432 Oct 11 17 162 245 15 962 657 Nov 11 14 183 273 17 585 252 Dic 11 11 762 697 17 849 474 Ene 12 18 463 086 17 549 785 Feb 12 17 068 547 32 425 629 (*) Mar 12 22 106 787 34 786 769 Abr 12 11 934 154 35 131 350 May 12 8 402 656 9 681 387 Jun 12 13 730 425 9 524 424 Total 903 723 142 910 416 960 Saldo 6 693 818 (*) Se considera transferencias de montos asignados y recaudados de CVOA RSC (**) Se considera transferencia de CRC 16/29

3.4 TEMAS DE INTERES DESARROLLO HISTÓRICO DE LAS BARRAS DE TRANSFERENCIA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL AÑO 1993: INICIO DE LAS VALORIZACIONES DE TRANSFERENCIA DE ENERGÍA ACTIVA. El Comité de Operación Económica del Sistema (COES) fue creado por la Ley de Concesiones Eléctricas promulgada el 06.11.1992 siendo una de sus funciones principales la valorización de las transferencias de energía activa. Por entonces el sistema eléctrico peruano estaba dividido en un sistema centro-norte y un sistema sur. En tal sentido, para el sistema Centro Norte se fundó el Comité de Operación Económica del Sistema Centro Norte o COES SICN, hoy COES SINAC. Inicialmente, en el marco de la Ley, el sistema de transmisión estaba concebido con dos calificaciones: Sistema Principal de Transmisión (SPT) y Sistema Secundario de Transmisión (SST). El Sistema Principal tenía como principales características el tener un nivel de tensión muy alto (220 kv) y el hecho de que no era posible identificar la procedencia de la potencia y energía que fluyen por sus líneas. En cambio, el Sistema Secundario es aquel en que sí era posible identificar la procedencia de la potencia y energía que fluyen por sus líneas. En setiembre de 1993 se realizó la primera Valorización de las Transferencias de Energía Activa entre integrantes del COES-SICN correspondiente al mes indicado, basándose en los criterios generales establecidos en los Artículos 107 y 108 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas los cuales establecen que la energía entregada y retirada por cada integrante será valorizada por el Costo Marginal de Corto Plazo. Dicha valorización involucró el SPT en el tramo Piura San Juan Electroperú y las barras Callahuanca, Independencia- Ica- Marcona- San Nicolàs pertenecientes al SST. Como se puede apreciar la valorización incluyó barras del Sistema Principal de Transmisión y barras del Sistema Secundario de Transmisión. Es de mencionar que las empresas integrantes del COES-SICN que participaron en dicha valorización fueron: Electroperú, Electrolima, Etevensa, Electronoroeste, Electronorte y Etecen (empresa transmisora titular del SPT). En esta primera valorización de las transferencias de energía activa, se consideraron 17 barras de transferencia (BT), la mayoría de estas barras están ubicadas en el Sistema costero de muy alta tensión (220 KV) que abarca desde la S.E. Piura hasta la S.E. Marcona y la S.E. San Nicolás de 60 KV (barras de Piura, Chiclayo, Guadalupe, Trujillo Norte, Chimbote, Paramonga Nueva, Zapallal, Ventanilla, Chavarría, Santa Rosa, San Juan-Electrolima, San Juan- Electroperú, Independencia, Ica, Marcona y San Nicolás), como se puede apreciar en el Gráfico N 17. Es de anotar que en este periodo, en la valorización de las transferencias de energía interviene el titular de la transmisión del Sistema Principal, donde la valorización de sus entregas menos la valorización de sus retiros determina el Ingreso Tarifario Calculado el cual es comparado con el Ingreso Tarifario Esperado determinado por la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) 17/29

constituyendo la diferencia de ambos ingresos tarifarios el saldo asignado al transmisor. En efecto, la Comisión de Tarifas de Energía emitía el valor del Ingreso Tarifario Esperado de todo el SPT así como del tramo del SST comprendido entre las líneas Independencia - San Nicolás, que en la valorización de las transferencias de energía era asumido por los generadores en función a su potencia firme. Adicional a las barras del sistema costero de muy alta tensión pertenecientes al SPT se consideró a la barra Callahuanca (220 KV) perteneciente al SST porque se identificó que en esta barra se presentaba una entrega muy importante de energía procedente de la CH Mantaro (Electroperú) y un retiro de Electrolima para su sistema. 18/29

Gráfico N 17 19/29

AÑOS 1994-1997: PREMISAS GENERALES ESTABLECIDAS POR EL DIRECTORIO En Sesión del Directorio del COES N 31 del 12 de octubre de 1994 se aprueba Las Premisas Generales para la Valorización de las Transferencias de Energía entre integrantes del COES-SICN que establece que las transferencias de energía y su valorización se realiza para el Sistema Principal de Transmisión que abarca el tramo comprendido entre la barra Chiclayo y la barra Lima. Este tramo tiene 11 barras en el Sistema Principal de Transmisión (Chiclayo, Guadalupe, Trujillo Norte, Chimbote, Paramonga Nueva, Zapallal, Ventanilla, Chavarría, Santa Rosa, San Juan, Lima) y la barra Callahuanca que pertenece al Sistema Secundario de Transmisión, siendo el criterio común que se aplica a estas barras en donde se producen entregas y/o retiros de dos o màs integrantes del COES SICN. Los integrantes del COES-SICN que aprobaron estas Premisas Generales fueron Electroperú, Edegel, Etevensa, Electronoroeste, Electronorte y ETECEN. En Sesión del Directorio del COES N 11 del 30 de mayo de 1995 se aprueba el Procedimiento Técnico N 10, el cual posteriormente fue modificado por el D.S. N 004-96-EM del 22.01.1996 que establece que las transferencias de energía se realiza solo entre los generadores integrantes. Posteriormente con la O.D.6 de la Sesión del Directorio del COES N 27 del 17 de abril de 1996 se introduce el concepto de Saldo Resultante del Sistema Principal de Transmisión, saldo que es definido como el monto de la valorización de las pérdidas de energía en las líneas de transmisión consideradas en la valorización de las transferencias de energía. Asimismo, este Saldo Resultante es asumido por los generadores integrantes en función a su Ingreso por potencia del mes correspondiente, es decir, que el transmisor del SPT ya no participa en la valorización de las transferencias de energía. Los generadores integrantes COES-SICN en tal oportunidad fueron Electroperú, Edegel, Etevensa, Cahua y Egenor. En el año 1997, por inicio de operación de la línea de transmisión Piura - Chiclayo 220 kv se amplía el Sistema Principal de Transmisión hasta Piura y consecuentemente se crea la barra de transferencia de Piura220. Asimismo en dicho período anual se incorporan las barras de transferencia ubicadas en Sistemas Secundarios de Trasmisión siguientes: i) Talara con Entrega de EEPSA de su CT. Malacas IV y Retiro de Electroperú ii) Campo Armiño con la Entrega de Electroperú de la CH Mantaro y el Retiro de Electroandes para la mina Cobriza iii) Pachachaca 220 con entrega de Electroperú (energía procedente de la CH Mantaro) y Retiros de Electroandes, Edegel y Egenor iv) Ica 220 y San Nicolás 60 por la entrega de la Central Térmica San Nicolás y el Retiro de Electroperú. La incorporación de dichas barras del SST en la valorización de las transferencias de energía obedece a inicio de suministros establecidos por los generadores con sus clientes. 20/29

AÑOS 1998-1999 EL DIRECTORIO ESTABLECE BARRAS DE TRANSFERENCIA EN SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN. El 20 de Julio de 1998 inicia su operación comercial la Central Térmica Aguaytia que se conecta al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional a través de la nueva línea de transmisión de 220 KV Aguaytia-Tingo Maria-Paramonga. La puesta en servicio de estas instalaciones determina que el generador Termoselva que es el titular la CT Aguaytia entregue energía en la barra de transferencia Paramonga 220 perteneciente al Sistema Principal de Transmisión. El mes siguiente por la puesta en servicio de la SE Tingo Marìa (parte del proyecto LT Aguaytia-Tingo Maria-Paramonga) se incluye la nueva barra de transferencia de Tingo Marìa 220 en el SST, con una entrega de Termoselva y retiros de Egenor, Electroandes y Electroperú. En 1999, el Directorio del COES en sus Sesiones 100, 101 y 108 (este último realizado el 21 de octubre de 1999) dispone que se aplique el modelamiento provisional del Sistema Secundario Tingo María Huánuco - Paragsha en donde aparecen las barras de transferencia de Tingo María 138, Tingo María 220, Huánuco 138 y Paragsha 138. El 11 de enero de 2000 se inició el suministro a la carga de Antamina con una demanda aproximada de 90 MW que es alimentada desde la S.E. Vizcarra 220, determinándose en un SST la barra de transferencia de Vizcarra220 con entregas de Termoselva y Electroandes, y retiro de Edegel (suministrador de Antamina). AÑOS 2000-2001: INCORPORACIÓN DEL COES SUR AL COES-SICN. En octubre de 2000 se incorporan los integrantes del COES-SUR al COES-SICN debido al inicio de operación de la línea de Transmisión de 220 KV Campo Armiño-Socabaya que enlaza al sistema Centro-Norte con el sistema Sur. Por tal razón en la valorización de las transferencias de energía se consideran las nuevas barras de transferencias del SPT del sistema Sur: Socabaya 220, Socabaya 138, Cerro Verde 138, Montalvo 220, Toquepala 138, Aricota 138, Jesús 138, Santuario 138, Callalli 138 y Tintaya 138. Al respecto, se presenta el Gráfico N 18 que muestra la distribución geográfica de las barras de transferencia integradas. Por otro lado, en el referido mes de octubre, Electroperú suscribe un contrato de suministro de electricidad con Mepsa con punto de suministro en la Barra Mepsa60 ubicado en el SST de Edegel, creándose la barra de transferencia de Mepsa60 con un retiro de Electroperú y la entrega de Edegel En diciembre de 2000, Termoselva suscribe un contrato de suministro de electricidad con la Minera Duvaz con punto de suministro en la barra Duvaz 60 ubicada en el SST de Electroandes, creándose la barra de transferencia de Duvaz60 con una entrega de Electroandes y un retiro de Termoselva (suministrador de Duvaz). En marzo de 2001 por inicio de la operación de las nuevas líneas de transmisión de 220 KV Montalvo-Los Héroes y Montalvo-Puno ubicadas en sistema eléctrico del sur del país, se extiende el Sistema Principal de Transmisión desde la subestación eléctrica de Montalvo hasta la subestación Los Héroes (en Tacna) 21/29

y de la subestación eléctrica de Montalvo hasta la subestación Puno creándose las barras de transferencia de Puno220 con la entrega de Redesur y el retiro de San Gabán y la de Los Héroes220 con la entrega de Redesur y el retiro de Egesur. En mayo de 2001, Egasa comunica al COES un contrato de suministro de energía con Electrocentro por tal motivo se crean en el SST de Electroandes las barras de transferencia de Oroya50, Carhuamayo138, Caripa138 con Entrega de Electroandes y Retiro de Egasa en cada barra y en el SST del Mantaro-Lima las barras de transferencias de Huayucachi220 y Huancavelica220 con entrega de Electroperú y retiro de Egasa. En el Sistema Sur, en el mes de mayo de 2011, los tramos de línea de transmisión Dolorespata Tintaya-Azángaro y Mollendo-Repartición son incorporados como parte del SPT motivo por lo que se crean las Barras de Transferencia de Dolorespata138, Quencoro138, Ayaviri138, Mollendo138 y Repartición138. Por otro lado, para dicho mes (mayo 2001) se aplican las Resoluciones Ministeriales N 413-2000-EM/VME y N 085-2001-EM/VME que definen la línea de transmisión Paramonga Nueva-Antamina de 220 KV, el Sistema de Transformación 220/138 KV de la S.E. Tingo María y la línea de transmisión Huánuco-Tingo María de 138 KV como parte del SPT. Las barras de transferencia de Tingo María138, Tingo María220, Huánuco138 y Vizcarra220 inicialmente consideradas como parte del Sistema Secundario de Transmisión, a partir de dicho mes son consideradas como barras del Sistema Principal de Transmisión. En junio de 2001, Termoselva comunica al COES su contrato de suministro de energía con la Minera Milpo con punto de suministro en la barra Milpo 50kV ubicada en el SST de Electroandes y se crea la barra de transferencia de Milpo50 con la entrega de Electroandes y el retiro de Termoselva (para la Minera Milpo). Por otro lado, con la puesta en operación de la línea de Transmisión de 220 KV Pachachaca-Oroya se crea la barra de transferencia Oroya220 en el Sistema Secundario de Transmisión de Electroandes con entregas de Electroperú proveniente de la CH Mantaro y de Edegel proveniente de las CCHH Chimay y Yanango y el retiro de Electroandes para su sistema. Para dicho mes de junio de 2001, la Comisión de Tarifas de Energía en la Resolución N 006-2001 P/CTE del 11.04.2001 declara las siguientes líneas pertenecientes al Sistema Principal de Transmisión como líneas del Sistema Secundario de Transmisión: Piura-Chiclayo 220KV, Trujillo-Chimbote 220KV, Zapallal-Ventanilla 220 KV, Ventanilla-Chavarria 220KV, Santa Rosa-San Juan 220KV, Socabaya-Cerro Verde 138KV, Santuario-Jesús 138KV,Santuario- Callalli-Tintaya 138KV lo cual implicó que algunas barras de transferencia del SPT involucradas pasen a ser barras de transferencias del SST, derivado del enfoque adoptado por la Comisión de Tarifas de Energía. En diciembre de 2001, por aplicación del Modelo de Rastreo en los Sistemas Secundarios de Transmisión del SEIN, a la energía proveniente de las CH Mantaro (Electroperú), CCHH Chimay y Yanango (Edegel) y las CCHH de 22/29

Electroandes en el SST de Edegel se crean las barras de transferencias de Callahuanca y Cajamarquilla de 220 KV con entregas y retiros de Electroperú, Edegel y Electroandes. En agosto de 2002, el subsistema eléctrico aislado de Pucallpa se interconecta al SEIN creándose la barra de transferencia Aguaytia220 en el SST de la zona con transacciones entre Termoselva y Electroperú (Electroperú representa a Electroucayali titular de la central térmica Pucallpa en las transacciones del COES). 23/29

Gráfico N 18 24/29

AÑOS 2002-2006: CREACION DE BARRAS DE TRASNFERENCIA EN EL SISTEMA SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN DE SN POWER. En setiembre de 2002, se inicia la operación de las líneas de transmisión de ISA Perú Oroya-Paragsha de 220 KV y Paragsha-Vizcarra de 220 KV pertenecientes al SPT. La nueva condición topológica del sistema eléctrico ubica a la subestación Oroya 220 kv entre dos líneas del Sistema Principal de Transmisión convirtiéndose la barra de transferencia Oroya220 en parte del Sistema Principal de Transmisión. En dicha barra se considera una entrega de ISA proveniente de la barra Pachachaca 220, un retiro de ISA hacia la barra Vizcarra 220, un retiro de Electroandes hacia su sistema y una Entrega de Electroandes de su sistema hacia el SEIN. En octubre de 2002, inicia su operación la CH. Huanchor (Edegel representa a SM Corona titular de la central hidráulica Huanchor en las transacciones del COES) cambiando el sentido del flujo de la energía entre la subestación Pachachaca 50 kv y la subestación San Mateo 50 kv. En la misma oportunidad San Gabán comunica al COES su contrato con la Minera Yauliyacu declarando nuevos retiros en diversas subestaciones entre la subestación Pachachaca 50 kv y la subestación San Mateo 50 kv. Asimismo, en la misma oportunidad Egasa comunica al COES su contrato con Electrocentro declarando nuevos retiros en las subestaciones Antuquito 50 kv, Bellavista 50 kv y Morocoha 50 kv. Por tal motivo se crean las siguientes barras de transferencia en el SST de Electroandes: Alpamina 50 con una entrega de Electroandes y un Retiro de Edegel para suministrar energía a Sociedad Minera Corona; Antuquito 50 con una Entrega de Edegel y Retiros de San Gabán (Minera Yauliyacu), Egasa (Electrocentro) y Electroandes para su sistema; Bellavista 50 con una Entrega de Edegel y los Retiros de San Gaban (Minera Yauliyacu) y Egasa (Electrocentro); Morococha 50 con Entrega de Edegel y Retiros de Egasa (Electrocentro) y Electroandes para su sistema; Pachachaca 50 con entrega de Edegel y Retiros de San Gaban (Minera Yauliyacu) y Electroandes para su sistema; San Mateo con Entrega de Edegel y Retiro de San Gabán (Minera Yauliyacu) y la barra Ticlio 50 con Entrega de Edegel y Retiro de Electroandes para su sistema. En enero de 2003, se crean dos nuevas barras de transferencias en el SST de Electroandes que son Casapalca 50 y Casapalca Norte50 por los compromisos de suministro de energía que tienen San Gabán (Minera Yauliyacu) y Egasa (Electrocentro) y la Entrega de Edegel proveniente de la CH Huanchor. En marzo de 2003, se crean dos barras de transferencias en el Sistema Secundario de Transmisión: i) la barra de transferencia Carhuaquero220 por un contrato de suministro de electricidad entre Electroperú y la empresa de distribución Electronorte y ii) la barra de transferencia Huallanca138 por un contrato de suministro de electricidad entre Electroperú y la empresa de distribución Hidrandina. Es de notar que el generador que abastece la energía en la barra Carhuaquero220 y Huallanca138 es Egenor y es Electroperú el suministrador de electricidad por el contrato suscrito. En agosto de 2003, Termoselva realiza un contrato de suministro de energía con Perubar creándose la barra de transferencia de Rosaura50 en el SST de Electroandes con un retiro de Termoselva y una entrega de Edegel que representa a SM Corona en las transacciones del COES. 25/29

En febrero de 2004, Termoselva por contrato suministra energía a la Minera Atacocha en el SST de Electroandes creándose la barra de transferencia Paragsha50 con un retiro de Termoselva y una entrega de Electroandes. En mayo de 2005, San Gabán y Electropuno firman una adenda a su contrato que establece que a partir del 01.05.2005 los excesos de consumo de dicha distribuidora tendrán el carácter de un Retiro Sin Contrato por tal motivo se crea en el Sistema Secundario de Transmisión la barra de transferencia Juliaca138 con una entrega de San Gabán y un retiro Sin Contrato de Electropuno. Es de mencionar que un Retiro Sin Contrato es aquel consumo de energía eléctrica que no cuenta con respaldo contractual. El 24 de Julio de 2005 inicia su operación la SE Cantera en 220 KV, por tal motivo para este mes se crea en el Sistema Secundario de Transmisión de la zona la barra de transferencia Cantera220 con un retiro de Electroperú (para su cliente Edecañete) y entregas de Edegel, Electroperú y Electroandes. Asimismo, durante este mes inicia su operación la central hidroeléctrica Yuncán cuyo titular es Enersur entregando su energía en la SE Carhuamayo 220 KV ubicada en el Sistema Principal de Transmisión, por lo que se crea la barra de transferencia Carhuamayo220 con entregas de Electroandes (de la central hidroeléctrica Yaupi), Enersur (de la central hidroeléctrica Yuncán) y retiros de ISA hacia Paragsha220 y hacia Oroya220. En marzo de 2006, Electroperú realiza contratos de suministro de energía eléctrica con las empresas Minera Volcan, Minera Chungar y Empresa Explotadora de Vinchos que consideran los retiros en la barra de transferencia Paragsha138. Derivado de los contratos entre Electroperú y las compañías Mineras Volcan, Chungar y Vinchos se crea la barra de transferencia Paragsha138 en el Sistema Secundario de Transmisión de Electroandes. En noviembre de 2006, la CT.Chilca1 de Enersur inicia su operación entregando su energía a la SE Chilca de 220 KV creándose en el SST de la zona la barra de transferencia Chilca220 con la entrega de Enersur (proveniente de la central térmica Chilca1) y las entregas y retiros de Electroperú, Edegel y Electroandes. En mayo de 2007, se pone en servicio la SE Desierto en 220 KV iniciándose el suministro eléctrico a la Compañía Minera Milpo, por tal motivo se crea en el SST de la zona la barra de transferencia Desierto220 con un retiro de Egenor (suministrador de la Minera Milpo) y entregas y retiros de Edegel, Electroperú, Enersur y Electroandes. AÑOS 2007-2011: EL DIRECTORIO ESTABLECE BARRAS DE TRANSFERENCIA EN PUNTOS DE RETIRO FISICO. En agosto de 2007, con la O.D.4 de la Sesión del Directorio del COES N 288 del 16.08.2007 se acuerda realizar las transferencias en aquellas barras donde se realizan los retiros físicos de la Minera Volcan, por falta de acuerdo entre las generadoras involucradas, Electroperú y Electroandes, hasta que dichas empresas informen al COES un acuerdo al respecto. Este acuerdo del Directorio determinó la creación de las siguientes barras de transferencias en el SST de 26/29

Electroandes: Andaychagua, Concentradora Carahuacra, Mahr Tunel, Mina Carahuacra, San Antonio 4.16, San Antonio 50, San Cristobal 2.4, San Cristobal 4.16 con una Entrega de Electroandes y un Retiro de Electroperú y la barra de transferencia Ticlio 50 con una entrega de Corona y un Retiro de Electroperú. En marzo de 2008, Enersur realiza un contrato con Vena Peru para suministrarle electricidad desde la SE Azulcocha de 69 KV en el SST de Electroandes, que motivó la creación de la barra de transferencia Azulcocha69 con una entrega de Electroandes y un retiro de Enersur (para su cliente Vena Peru). En octubre de 2008, CM Corona realiza un contrato de suministro de electricidad con la Compañía Minera Huarón para ser atendido desde la SE Shelby de 50 KV que está ubicada en el SST de Electroandes, por lo que se crea la barra de transferencia Shelbyhua50 con una entrega de Electroandes y un retiro de SM Corona (para su cliente Mina Huarón). En noviembre de 2008, el generador Cahua realiza un contrato con Doe Run Perú para suministrarle energía en varios puntos del SST de Electroandes, creándose las siguientes barras de transferencias: Alambrón50, Mayupampa50, CH Oroya2.3, Fundición50 con una entrega de Electroandes y un retiro de Cahua en cada barra. Por aplicación del acuerdo O.D.1 de la Sesión N 341 del Directorio del COES del 29 de setiembre de 2009 se dispone que el recálculo de la Valorización de las Transferencias de Energia Activa del mes de junio de 2009 se realice considerando las transferencias de energía en las barras de consumo físico de los clientes de Electroperú la Minera El Brocal, Minera Volcan, Minera Chungar y Minera Vinchos por lo que se crean las siguientes barras de transferencia en el SST de Electroandes: Paragsha 12, Excelsior 2.4, Expedito 2.4, Huicra 50, Casa de Piedra 12, San Juan 11 y San Juan 2.4 correspondiente a la Minera Volcan; Shelbychu 50 para la Mina Chungar, Antagasha 50 para la Mina Vinchos y Smelter 50 para Minera el Brocal con una entrega de Electroandes y un retiro de Electroperú en cada una de estas barras de transferencia. En noviembre de 2009, se produce la exportación de energía eléctrica a Ecuador desde la subestación Zorritos 220 KV, esto motiva la creación de una barra de transferencias en el SST de la zona, barra Zorritos220 con un Retiro de Electroperú que suscribió el Contrato de Suministro de Electricidad con CNEL Corporación Nacional de Electricidad S.A. de Ecuador. En marzo de 2010, inicia su operación la subestación La Niña 220 KV ubicada en un punto de la línea de transmisión 220 kv Chiclayo-Piura para posibilitar el suministro a la Compañía Minera Miski Mayo, por lo que se crea en el SST la barra de transferencia Niña220 con un retiro de Kallpa (suministrador de Minera Miski Mayo) y entrega y retiro del transmisor. En febrero de 2011, se inicia la operación de la línea de transmisión de Paragsha-Conococha de 220 KV y la SE Conococha de la empresa Abengoa Transmisión Norte (ATN) pertenecientes al SPT. Dado que la subestación Conocoha se ubica en un punto de la línea de Transmisión 220 kv Vizcarra- Paramonga 220 kv se crea la barra de transferencia Conococha220 con las entregas de Abengoa Transmisión Norte (ATN) proveniente de la subestación 27/29

Paragsha 220 kv y la de Eteselva proveniente de la subestación Vizcarra, y un retiro de Eteselva hacia la subestación Paramonga. En Julio de 2011, se inician su operación las líneas de transmisión Conococha- Kiman Ayllu, Kiman Ayllu-Cajamarca Norte de 220 KV y la SE Cajamarca Norte de la empresa Abengoa Transmisión Norte (ATN) pertenecientes al SPT. En base a esta nueva condición topológica se crean la barra de transferencia de Kiman Ayllu220 con una entrega de Egenor proveniente de la central hidroeléctrica Cañón del Pato y un retiro de Abengoa Transmisión Norte (ATN) hacia la subestación Cajamarca, y la barra de transferencia Cajamarca220 con una entrega de Abengoa Transmisión Norte (ATN) y retiros de las empresas Electroperú, Termoselva y Kallpa. En enero de 2012, el generador Enersur realiza un contrato con Electrosureste para suministrarle energía en dos puntos del Sistema Secundario de Transmisión de Egemsa, creándose las siguientes barras de transferencia: Machupicchu138 y Cachimayo138 con entrega de Egemsa y retiro de Enersur. En junio de 2012, el generador Egemsa realiza un contrato con la Minera EPASA para suministrarle energía en el SST de SN Power creándose la barra de transferencia de Malpaso50 con entrega de SN Power y retiro de Egemsa. En el Cuadro N 06 se muestra las 102 barras de transferencia que actualmente se utilizan en la valorización de las transferencias de energía activa. 28/29

CALIFICACION Barra de Transferencia Antes Actual Cuadro N 06 DESARROLLO HISTORICO DE BARRAS DE TRANSFERENCIA PARA VALORIZACION DE LAS TRANSFERENCIAS DE ENERGIA ACTIVA SISTEMA CENTRO NORTE 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1 SST SST Zorritos 220 1 1 2 SPT SPT Talara 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3 SPT SPT Piura 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 SST SST Piura 60 1 5 SST SST La Niña 220 1 1 1 6 SPT SPT Chiclayo 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 7 SST SST Carhuaquero 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 8 SPT SPT Guadalupe 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 9 SPT SPT Trujillo 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 SPT SPT Chimbote 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 SST SST Huallanca 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12 SPT SPT Paramonga 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 13 SST SST Paramonga 138 1 1 1 14 SPT SPT Huacho 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 15 SPT SPT Zapallal 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 SPT SST Ventanilla 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 17 SPT SPT Chavarría 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 18 SPT SPT Santa Rosa 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 19 SPT SST San Juan 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 20 SPT SPT San Juan 220 Electrolima 1 1 21 SST SST Callahuanca 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 22 SST SST Cajamarquilla 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 23 SST SST Mepsa 60 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 24 SST SPT Campo Armiño 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 25 SST SPT Pachachaca 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 26 SST SST Huancavelica 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 27 SST SST Huayucachi 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 28 SPT SPT Oroya 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 29 SST SST Mantaro 13.8 1 1 1 1 30 SST SST Ica 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 31 SPT SST Independencia 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 32 SST SST Marcona 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 33 SST SST San Nicolas 60 1 1 1 1 1 34 SST SST Aguaytía 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 35 SPT SPT Tingo María 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 36 SPT SPT Tingo María 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 37 SPT SPT Paragsha 220 1 1 1 38 SPT SPT Paragsha 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 39 SPT SPT Huánuco 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 40 SPT SPT Vizcarra 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 41 SST SST Cantera 220 1 1 1 1 1 1 1 1 42 SST SST Desierto 220 1 1 1 1 1 1 43 SST SPT Chilca 220 1 1 1 1 1 1 1 44 SPT SPT Carhuamayo 220 1 1 1 1 1 1 1 1 45 SPT SPT Cajamarca 220 1 1 46 SPT SPT Conococha 220 1 1 47 SPT SPT Kiman Ayllu 138 1 1 SPT SPT Carabayllo 220 1 1 SISTEMA SUR 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1 SPT SST Aricota 1 1 2 SPT SPT Ayaviri 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3 SPT SPT Azangaro 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 SPT SST Callalli 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 SPT SPT Cerro verde 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 6 SST SPT Dolorespata 138 BARRAS QUE PERTENECÍAN AL COES SUR 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 7 SPT SPT Jesus 138 1 1 1 1 8 SST SST Juliaca 138 No se dispone de información. 1 1 1 1 1 1 1 1 9 SPT SPT Los Heroes 220 Con la interconexión del Sistema Centro Norte 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 SPT SPT Mollendo 138 con el Sistema Sur (2000) el COES SICN pasa 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 SPT SPT Montalvo 220 a ser el COES SINAC. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12 SST SPT Quencoro 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 13 SPT SPT Repartición 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 14 SPT SST Santuario 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 15 SPT SPT Socabaya 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 16 SPT SPT Socabaya 220 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 17 SPT SPT Tintaya 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 18 SPT SST Toquepala 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 19 SPT SPT Puno 220 1 1 1 1 1 1 1 1 20 SST SST Puno 138 1 1 1 21 SST SST Puno 60 1 1 1 1 22 SST SST San Gaban 138 1 1 1 1 23 SST SST Chilina 33 1 1 1 1 1 24 SST SST Combapata 138 1 1 1 SST SST Machupicchu 138 1 SST SST Cachimayo 138 1 SISTEMA SST SNP 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1 SST SST Alambron 50 1 1 2 SST SST Alpamina 50 1 1 3 SST SST Azulcocha 69 1 1 1 4 SST SST Antuquito 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 SST SST Bellavista 50 1 1 1 1 6 SST SPT Carhuamayo 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 7 SST SST Caripa 138 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 8 SST SST Casapalca 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 9 SST SST Casapalca Norte 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 SST SST Duvaz 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 SST SST Milpo 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 12 SST SST Morococha 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 13 SST SST Oroya 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 14 SST SST Pachachaca 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 15 SST SST Paragsha 50 1 1 1 1 1 1 1 1 16 SST SST Rosaura 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 17 SST SST San Mateo 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 18 SST SST Ticlio 50 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 19 SST SST Mayupampa 50 1 1 20 SST SST CH Oroya 2.3 1 1 21 SST SST Fundicion 50 1 1 22 SST SST Huanchor 10 1 1 1 1 1 23 SST SST shelbychu 50 1 1 1 1 24 SST SST Shelbyhua 50 1 1 1 1 1 25 SST SST Smelter 50 1 1 1 1 26 SST SST Andaychagua 1 1 1 1 1 1 27 SST SST Pta. Victoria 50 1 1 1 1 1 1 28 SST SST Mahr Tunel 1 1 1 1 1 1 29 SST SST Mina Carahuacra 1 1 1 1 1 1 30 SST SST San Antonio 4.16 1 1 1 1 1 1 31 SST SST San Antonio 50 1 1 1 1 1 1 32 SST SST San Cristobal 2.4 1 1 1 1 1 1 33 SST SST San Cristobal 4.16 1 1 1 1 1 1 34 SST SST Paragsha 12 1 1 1 1 35 SST SST Excelsior 2.4 1 1 1 1 36 SST SST Expedito 2.4 1 1 1 1 37 SST SST Huicra 50 1 1 1 38 SST SST Casa de Piedra 12 1 1 1 39 SST SST San Juan 11 1 1 1 1 40 SST SST San Juan 2.4 1 1 1 1 41 SST SST Antagasha 50 1 1 1 1 42 SST SST Excelsior 12 1 1 43 SST SST Huicra 2.4 1 1 SST SST Malpaso 50 1 TOTAL BARRAS DE TRANSFERENCIA 17 17 11 11 16 18 20 34 51 59 64 63 66 63 74 83 93 96 102 102 COLORES 1 Barra de transferencia No existe la barra en el Sistema SPT Barra que pertenece al Sistema Principal de Transmisión. SST Barra que pertenece al Sistema Secundario de Transmisión. Lima, 16 de julio de 2012 29/29